YPF cerró el segundo trimestre de 2026 con EBITDA ajustado récord y nueva guía anual

YPF cerró el segundo trimestre de 2026 con el mejor resultado de su historia en términos de EBITDA ajustado, en un contexto de precios internacionales elevados, procesamiento récord en sus refinerías y una producción de petróleo en la que el shale oil ya representa el 80% del total. En el mismo período, la empresa actualizó al alza su guidance para todo 2026, con cambios en supuestos de precios, inversión y generación de caja.

En el plano de resultados, los ingresos totalizaron USD 6.574 millones, con una suba de 33% trimestral, impulsados por mayores precios de diésel, gasolina y crudo, junto con una demanda estacional más fuerte de gas natural. El EBITDA ajustado llegó a USD 2.804 millones, con un avance de 76% frente al trimestre previo y de 149% interanual. El margen se ubicó en 43%, el más alto en 20 años. En paralelo, el resultado financiero neto mejoró hasta una pérdida de USD 130 millones, desde USD 327 millones en el primer trimestre de 2026, y el resultado neto del trimestre fue de USD 1.205 millones; en los últimos 12 meses, la cifra quedó en USD 767 millones.

En producción, el shale oil promedió 213 kbbl/d, con una suba de 4% trimestral y 47% interanual. Ese volumen pasó a representar el 80% de la producción total de crudo. El precio realizado del petróleo saltó a USD 91,1/bbl (+33% t/t), en línea con la suba internacional. A la vez, el lifting cost bajó a USD 8,4/boe (-31% interanual), con el hub shale en USD 4,0/boe.

En refinación y downstream, el procesamiento marcó un récord de 351 kbbl/d, con utilización de 104% y sin importaciones de combustibles en el trimestre. El EBITDA del segmento downstream llegó a USD 23,2/bbl, frente a USD 14,9/bbl del trimestre previo.

En la earnings call, Horacio Marín, CEO de YPF, definió el período como “un hito en la historia de YPF”. Sobre el objetivo de 250 kbbl/d de shale hacia diciembre, el ejecutivo agregó: “Los pozos ya están perforados, solo falta fracturarlos”.

En deuda y caja, la deuda neta se redujo a USD 7.654 millones (-9% t/t), con un leverage de 1,09x, el mínimo de los últimos 11 años. El free cash flow fue positivo en USD 824 millones y, excluyendo el pago por los activos de Equinor, habría sido cercano a USD 1.000 millones.

El trimestre también incluyó desinversión en activos convencionales: YPF completó la salida de Manantiales Behr en mayo y en agosto firmó la venta de los clusters Chachahuen y Mendoza Non-Operated por aproximadamente USD 405 millones.

Para 2026, la compañía elevó el supuesto de Brent promedio a USD 82 y llevó el EBITDA ajustado esperado al área de USD 8.000 millones, desde una guía previa de USD 6.000 millones. El CAPEX se elevó a un rango de USD 5.800-6.200 millones, con cerca de 70% destinado a shale. La meta de producción no convencional se llevó a alrededor de 215 kbbl/d para el año, con un exit rate esperado de aproximadamente 250 kbbl/d en diciembre, mientras el free cash flow pasó de neutro o levemente negativo a USD 2.000 millones positivos y el leverage objetivo bajó a 1,0x.